电力系统调度自动化设计技术规程

电力系统

调度自动化设计技术规程

SpecificationsfortheDesignofDispatching

AutomationinElectricPowerSystems

主编部门：能源部西北电力设计院

能源部中南电力设计院

批准部门：中华人民共和国能源部

施行日期：1992年12月24日

中华人民共和国能源部

关于颁发《电力系统调度自动化设冲

技大规程》电力行业标准的通知

能源电规[1991]1243号

应电力建设开展的需要，我部委托西北电力设计院和中南电力设计院对《电力系统远动设

计技术规定》SDGJ29—82（试行）进行了修订和补充。经组织审查，现批准颁发《电力系统调度自动

化设计技术规程》电力行业标准，其编号为DL5003-91,自颁发之日起执行。原水利电力部电力规

划设计院颁发的《电力系统远动设计技术规定》SDGJ29—82（试行）同时停止执行。

各单位在执行过程中如发现不妥或需要补充之处，请随时函告电力规划设计管理局。

1991年12月24日

1总则

1.0.1为保证电力系统调度自动化设计满足调度指挥灵活，平安可靠以及统一技术标准的要求，

特制定本规程。

1.0.2本规程的适用范围为：

1.0.2.1大区电力系统、大区互联电力系统和省级电力系统调度自动化系统设计、可行性研究和

概念设计。

1.0.2.2大区电力系统调度中心（网调）和省级电力系统调度中心（省调）工程设计。

1.0.2.3由网调、省调直接调度的新建水力发电厂、火力发电厂和变电站工程设计中有关调度自

动化局部设计。

1.0.2.4改建和扩建的发电、变电工程可参照使用本规程。

1.0.3电力系统调度自动化设计是一项系统工程，必须执行国家经济建设方针和各项技术经济政

策。从电力系统特点和运行实际出发，采用符合可靠性、实用性和经济性要求的方案，为保证电力

系统平安经济运行和电能质量提供条件。

1.0.4电力系统调度自动化系统设计是电力系统设计的组成局部，应以电力系统（一次系统）设计

为依据，并在系统调度管理体制和调度职责范围划分原则根本明确的条件下进行.

1.0.5电力系统调度自动化系统应与电力系统的统一调度、分级管理的体制相适应，并实行分层

控制，系统总体设计应采用适合中国国情的先进而成熟的技术，力求经济实用。

1.0.6电力系统调度自动化系统设计应在分析电力系统特点、运行需要和通道条件的基础上，提

出调度自动化系统总的功能要求，远动信息内容和信息传输网络，远动、计算机和人机联系系统以

及自动发电控制系统等的设计。

1.0.7调度中心工程设计的调度自动化局部应根据经审定的电力系统调度自动化系统设计和可行

性研究，确定各类设备的型式和标准以及系统实施方案配置图。编制功能说明，实时数据资料清册、

显示画面图册和打印表格图册，并编制订货图和安装接线图。

1.0.8发电、变电工程设计的调度自动化局部应根据经审定的电力系统调度自动化系统设计，核

实各种设备的调度关系和远动信息内容，落实设备型式和标准以及远动通道，并编制原理接线图和

安装接线图。对于确定进行自动发电控制的水火电厂，还要根据旦厂采用单机调整或成组调整的不

同情况，落实与厂内自动化系统的接口。

1.0.9电力系统调度自动化设计，除应执行本规程的规定外，尚应符合现行国家和部颁发的有关

标准和规程的规定。

2调度端局部

2.1调度自动化系统功能

2.1.1网、省两级调度自动化系统应根据调度职责范围逐步实现以下总体功能：

2.1.1.1数据采集和监视、控制。

2.1.1.2自动发电控制和经济调度，

2.1.1.3计算机通信。

2.1.1.4实用的平安分析。

2.2技术要求

2.2.1调度端与远动终端的通信方式宜采用问答式。远动规约应符合有关标准，在网（省）调范围

内，宜采用一种远动规约。

2.2.2在网（省）调范围内有其它远动规约时，应采用规约转换方法或其它方式解决相互接口。

2.2.3数据采集、处理和控制类型有：

2.2.3.1遥测量：模拟量、脉冲量、数字量。

2.2.3.2遥信量：状态信号。

2.2.3.3遥控命令：数字量、脉冲量。

2.2.3.4遥调命令：模拟量、脉冲量、数字量。

2.2.3.5时钟对时。

2.2.3.6计算量。

2.2.3.7人工输入。

2.2.4调度自动化系统时间与标准时间的误差应不大于10ms.

2.2.5遥测量指标如下：

2.2.5.1远动系统遥测误差不大于±1.5%。

2.2.5.2越死区传送整定最小值不小于0.5%（额定值）。

2.2.6遥信量指标如下：

2.2.6.1正确动作率不小于99.9%o

2.2.6.2事件顺序记录系统分辨率应小于20ms。

2.2.7遥控正确率不小于99.99%,遥调正确率不小于99.9%。

2.2.8实时性指标如下：

2.2.8.1遥测传送时间不大于3s。

2.2.8.2遥信变化传送时间不大于2s。

2.2.8.3遥控、遥调命令传送时间不大于4s。

2.2.8.4系统实时数据扫描周期为2〜10s。

2.2.8.5自动发电控制命令发送周期为3〜15s。

2.2.8.6经济功率分配计算周期为5〜15min。

2.2.8.7画面调用响应时间：90$的画面不大于3s,其它画面不大于5s。

2.2.8.8画面实时数据刷新周期为5〜10s。

2.2.8.9模拟屏数据刷新周期为6〜12s。

2.2.8.10双机自动切换到根本监控功能恢复时间不大于50s。

2.2.9系统可用率不小于99.8%o

2.2.10计算机通信信道技术要求如下：

2.2.10.1传送速率为12送〜率为Bd。

2.2.10.2误码率在信杂比为17dB时不大于10一5。

2.2.10.3采用全双工主备通信信道。

2.2.10.4统一接口标准。

2.3计算机选型和硬件配置原则

2.3.1计算机系统硬件包括以下设备：

2.3.1.1计算机。

2.3.1.2外存贮器。

2.3.1.3输入输出设备。

2.3.1.4专用不间断电源。

2.3.2计算机系统配置原则：

2.3.2.1计算机系统配置应完成调发自动化系统功能，并满足系统技术要求。

2.3.2.2新建计算机系统应选用成熟的主机系统和配套设备，并应具有较好的可扩性、可维护性、

兼容性及较高的可靠性和性能价格比。

2.3.3计算机选型原则：

2.3.3.1计算机应选用成熟的、性能价格比优越的机型，大网内各级调度的计算机机型系列宜统

'O

2.3.3.2大网内各级调度的计算机机型系列不统一时，应采用标准接口统一计算机通信规约。

2.3.4根据设计水平年调度自动化系统的功能，并考虑投运后10年内开展的需要，应按以下条件

确定计算机系统的规模：

2.3.4.1数据采集与监控对象的容量。

2.3.4.2远动终端类型及数量。

2.3.4.3与其它调度自动化系统或厂站监控计算机系统之间数据交换的类型及数量。

2.3.4.4外部设备的类型及数量。

2.3.4.5信道数量及传送速率。

2.3.4.6计算机中央处理机负荷率的估算条件和具体要求。

2.3.5计算机中央处理器平均负荷率在电力系统正常情况下，任意30min内，应小于40%。在电力

系统事故状态下，10s内，应小于60%。

2.3.6在确定计算机内外存容量时，应考虑在满足设计水平年要求的基础上留有一定的备用容量,

以利于系统的扩充。

2.3.7计算机应配置远程数据通信第件，能与有关的调度自动化系统进行数据通信。

2.3.8计算机系统应配置工频频差、时差测量部件和能与标准时间进行对时的标准时钟。

2.3.9应配置适当数量用于设备维修、程序开发和离线计算的程序员终端和打印机。

2.3.10根据远动终端和信息传送方式对信道的要求，配置必要的通信接口。

2.4人机联系系统

2.4.1人机联系系统包括以下设备：

2.4.1.1彩色屏幕显示设备。

2.4.1.2打印和记录设备。

2.4.1.3电力系统调度模拟屏及控制器。

2.4.2人机联系系统是调度自动化系统的重要组成局部，其技术指标及功能应满足调度自动化系

统的息体要求。

2.4.3控制台宜设置合用键盘以实现人机对话和模拟屏不下位操作。

2.4.4人机联系系统应具有定义控制台不同平安等级的功能，其等级应不少于4个。

2.4.5人机联系系统应具有自调、自诊断功能，操作方法应简单、灵活。

2.4.6彩色屏幕显示设备应包括显示控制器、彩色显示器、键盘和其它光标控制器。

2.4.7宜选用中密度彩色显示器，根据需要也可选用高密度、全图形彩色显示器。对非调度员所

用显示器亦可选用性能较低的显示器。

2.4.8调度员用的彩色屏幕显示器屏幕尺寸宜不小于51cm（19英寸），显示颜色不少于7种。

2.4.9人机联系系统应有汉字显示和打印的功能，汉字应符合国家一级汉字库标准。

2.4.10人机联系系统应配置不少于2套屏幕显示器控制器，4〜8台彩色显示器及相应的键盘和光

标控制器。

2.4.11应配置用于运行记录、事件记录的打印机和硬拷贝机，其总数不少于3台，打印宽度应不

小于132个标准字符，字符种类应包括ASCII码及一级汉字库。

2.4.12调度模拟屏控制器与计算机接口宜采用串行方式。

受关系的系统联络变压器测双向有功电能量，并分别计量。

3.1.1.17系统频率监视点频率和可能解列运行点的电网频率。

3.1.1.18低水头水电厂水库水位和下游水位。

3.1.1.19高水头水电厂水库水位，当航运或灌溉有要求时，可加测下游水位。

3.1.1.20蓄能水电厂上池水位和下池水位。

3.1.1.21220kY及以上电压等级的各段母线电压。

3.1.2根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向有关调度选送以下遥测量：

3.1.2.150MIV及以上、100MW以下的发电机有功功率。

3.1.2.2大型火力发电厂厂用总有功功率。

3.1.2.350MW及以上、100MW以下的发电机有功电能量。

3.1.2.4220kV及以上电压等级的联络变压器高压侧电流。

3.1.2.5运行中可能过负荷的自耦变压器公共绕组电流。

3.1.2.6大型水电厂厂用总有功电能量。

3.1.2.7由调度中心监视的220kV以下的中枢点母线电压。

3.1.2.8电磁环网并列点开口相角差。

3.1.2.9330kV和500kV长距离输电线路末端电压。

3.1.2.10为监视系统稳定需要的功角或发电机机端电压。

3.1.3发电厂、变电站应向有关调度传送以下遥信量：

3.1.3.1线路、母联、旁路和分段断路器的位置信号（含330kV和500kV电抗器断路器）。

3.1.3.2发电机、变压器和调相谢玉设备的断路器位置信号。

3.1,3.3发电厂、变电站的事故总信号。

3.1.3.4220kV及以上电压等级的线路主要保护（宜为高频保护、相间距离I、H段、零序或接地

距离I、II段）和重合闸动作信号。

3.1.3.5220kV及以上电压等级的母线保护动作信号。

3.1.4根据调度需要和设备可能，发电厂、变电站可向有关调度选送以下遥信量：

3.1.4.1反映电力系统运行状态的330kV及以上电压等级的隔离开关位置信号。

3.1.4.2发电机、变压器内部故障综合信号。

3.1.4.3220kV及以上电压等级的一倍半接线，当2个断路器之间配有短线保护时，其短线保护动

作信号。

3.1.4.4与小容量机组连接的220d及以上电压等级的长距离输电线过电压保护动作信号。

3.1.4.5220kV及以上电压等级的断路器失灵保护动作信号。

3.1.4.6调度范围内的通信设备运行状况信号。

3.1.4.7影响电力系统平安运行的越限信号（如过电压和过负荷，这些信号也可在调度端整定）。

3.1.4.8参与自动发电控制的发电机组热力系统重要事故信号。

3.1.4.9可能转为调相运行的发电机组和抽水蓄能机组运行状态信号。

3.1.4.10有载调压变压器抽头位置信号。

3.1.4.11电力系统自动调节装置运行状态信号（如水电厂成组调节装置，火电厂机炉协调控制装

置等）。

3.1.5调度中心根据需要可向发电l、变电站传送以下遥控或遥调命令：

3.1.5.1断路器的分合。

3.1.5.2电力电容器、电抗器的投切。

3.1.5.3有载调压变压器抽头的调节。

3.1.5.4水轮发电机的起停和调节，

3.1.5.5火电机组功率调节。

3.2远动设备

3.2.1远动设备应满足远动信息采集和传送的要求。工程设计中应选用性能优良、运行可靠的定

型产品。

3.2.21个厂站宜采用1套远动终端，

3.2.3远动终端宜向1个调度端发送信息、。根据需要也可向2个调度端发送遥测、遥信信息，但同

一被控设备不允许执行2个调度端的遥控、遥调命令。

3.2.4远动终端应有遥信变位优先传送的功能。当设备位置状态发生变化且未被调度端确认时，

遥控、遥调命令应予闭锁。

3.2.5远动终端的远动规约宜与调度端系统一致。当不一致时，工程中应解决与调度端的接口及

规约转接。

3.2.6远动终端的容量宜按发电厂、变电站的开展需要确定。开展时间宜考虑10年。

3.2.7远动终端可以适当兼顾发电厂、变电站电气监测功能，但不应因此而影响远动终端的功能

和技术指标。

3.2.8当厂站端装有双机监测系统并且其性能和可靠性指标满足调度自动化要求时，可考虑由监

测系统兼顾远动功能，并应解决与调度端的接口。

3.2.9远动终端主要技术指标如下：

3.2.9.1遥测精度：0.2级,().5级，

3.2.9.2模拟量输入：4〜20mA,±5V。

3.2.9.3电能量累计容量：216。

3.2.9.4遥信输入：无源触点方式，

3.2.9.5事件顺序记录分辨率：不大于5ms。

3.2.9.6模拟量输出：4〜20mA,0〜10V。

3.2.9.7遥控输出：无源触点方式，触点容量为直流220V、5A,110V.5A或24V、LA。

3.2.9.8远动信息的海明距离：不小于4。

3.2.9.9远动终端的平均故障间隔时间：宜不低于10000h。

3.2.10遥测变送器的精度宜为0.5级。

3.2.11遥测变送器的模拟量输出宜采用恒流输出。

3.2.12遥测变送器应同发电厂、变电站的电气监测系统、弱电测量系统统一考虑。

3.2.13远动终端应有抗电磁干扰的能力，其信号输入应有可靠的电气隔离，其绝缘水平应符合国

家有关标准。

3.2.14远动终端与遥测变送器和通信设备之间的电缆应采用多芯双绞屏蔽电缆。

3.2.15远动终端和遥测变送器屏应可靠接地。

3.2.16远动终端安装地点应考虑环境的要求和运行上的方便。

3.3信息传输方式和通道

3.3.1各级调度对直接调度的厂站通过远动直接收集信息；对•非直接调度的厂站，如需要信息，

通过其它调度转发。

3.3.2承当自动发电控制任务的电厂(含梯调)，远动信息宜直接传送。

3.3.3远动通道应在通信设计中统一组织。单机容量为300MW及以上或电厂总容量为80()股及以上

的电厂，以及参加自动发电控制的电厂和330kV及以上电压等级的枢纽变电站，应有2个独立的远动

通道，当1个通道故障时，可进行自动切换或人工切换。220kV枢纽变电站有条件时也可有2个独立

通道。

3.3.4远动通道应具备必要的传输质量，在信噪比为17dB时其误玛率不大于10-5。

3.3.5信噪比测试点为远动信息接收端的入口或载波、微波设备远动信息接收端的出口。

3.3.6远动通道的主要技术指标如下：

3.3.6.1传送速率可选用(200)、300>600Bd或1200送。

3.3.6.2远动通道为全(半)双工通道。

3.4其它

3.4.1远动设备应配备不间断电源，交流电消失后，不间断电源维持供电时间宜不小于20min。

3.4.2远动设备应配备相应的调试仪表，其配置标准按部颁《远动专用仪器仪表配置》标准执行。

3.4.3工程设计中应考虑远动终端必要的备品备件。

4自动发电控制局部

4.1控制目标及方式

4.1.1电力系统自动发电控制的目标为：

4.1.1.1维持系统频率为50Hz,其允许偏差应符合有关规程规定。对于装机容量在3000MW及以上

的电力系统，维持其系统频率偏差不超过±0.1Hz；3000MW以下的目力系统频率偏差不超过±0.2Hz。

4.1.1.2减少系统时钟误差，其允许误差应符合有关规程规定。对于装机容量在3000MW及以上的

电力系统日累计时差宜不超过±5s。

4.1.1.3对于互联电力系统，还应维持联络线净交换功率及交换电能量在规定值。

4.1.2电力系统自动发电控制方式主要有以下3种，应根据电力系统的特点和调度管理体制进行合

理的选择。

4.1.2.1定频率控制方式，即控制系统频率偏差为零（△40）。

4.1.2.2定联络线功率控制方式，即控制联络线净交换功率偏差为零（△匕=0）。

4.1.2.3联络线功率与频率偏移控制方式，即控制联络线净交换功率偏差与系统频率偏差之和为

零（小巴+B-Af=0,B为频差系数）。

4.2调整容量和调整厂

4.2.1系统所需调整容量取决于系统负荷的变动幅度、允许频率偏差、系统功率-频率特性以及系

统容量等因素，宜为系统总容量的既〜5%或系统最大负荷的8%〜10机具体计算公式见附录A。

4.2.2系统宜采取多厂、多机组参加调整，调整厂或机组的总容量至少应为系统所需调整容量的

3〜4倍。

4.2.3在安排调整厂（或机组）时要有一个合理的布局，并要根据不同季节考虑水火电协调问题以

及线路输送能力等约束条件。

4.2.4调整厂（或机组）应具备以下根本条件：

4.2.4.1基础自动化水平高。对于火电厂应具备机炉协调控制系统；而于水电厂应具备完善、可

靠的机组自动起停控制系统。

4.2.4.2可调容量大。火电机组可调容量宜为额定容量的30%以上，水电机组宜为额定容量的80%

以上。

4.2.4.3调整速度与负荷变化相适应。对火电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的2%以上，水

电机组宜为每分钟增减负荷在额定容量的50%以上。

4.2.5应优先选择容量较大、水库调节性能好的水电厂和单机容量在200MW及以上、热工自动化水

平高、调节性能好的火电机绢参加调整。对于单机容性在200MW以下的火电机组如有条件,根据系

统需要亦可考虑参加调整。

4.3控制系统

4.3.1负责电力系统发电控制的调度中心应充分利用调度自动化系统，来承当系统自动发电挖制

的任务，不宜设置专用的微机控制装置。

4.3.2控制系统对调整厂或机组宜采用设定值控制信号方式，即由调度端计算机通过远动终端或

当地计算机对调整厂或机组自动调整装置发出设定值，对发电机的出力进行自动调整。

4.3.3控制系统应具备定频率、定联络线功率和联络线功率与频率偏移3种控制方式，并能根据不

同情况自动切换或由调度员手动切换。

4.3.4为防止因系统自然波动引起不必要的频繁调节，作为控制系统调节信号的区域控制误差，

其计算公式见附录B,应设置死区及经过滤波处理。

4.3.5控制系统宜采用比例积分调节方式，其比例系数和积分时间常数应可调。

4.3.6控制系统应对电力系统旋转备用容量进行计算和监视。当计算出实际旋转备用容量小于要

求值时应发出告警信号。

4.3.7控制系统应对参加自动发电控制机组的可用性和响应情况进行监视和检查。当发现其不可

用或未响应控制时，应自动转为离线控制方式，并发出告警信号。

4.3.8在以下异常情况下，自动发电控制应自动停止或改用另一种控制方式，并发出告警信号。

4.3.8.1电力系统频率测量部件故障或频率偏差超过极限时•（定频率或联络线功率与频率偏移控

制方式）。

4.3.8.2某条联络线交换功率测量部件故障或联络线净交换功率偏差超过极限时（定联络线功率

或联络线功率与频率偏移控制方式）。

4.3.8.3区域控制误差滤波值超过极限值。

4.3.9对装有机炉协调控制装置(或闭环控制计算机)的调整火电机组和装有成组调节装置(或闭

环控制计算机)的调整水电厂，不应装设专用的自动调功装置，但要求控制系统的控制信号方式应

与调整厂的自动调整装置协调一致。

4.3.10对未装设机炉协调控制装置或成组调节装置或闭环控制计算机的调整厂或机组，可考虑装

设专用的自动调功装置。

4.3.11自动发电控制的软件应包括区域控制误差计算与滤波处理、区域控制、功率分配、机组响

应检查、备用容量计算与监视和自动发电控制性能监视与统计等c

4.3.12自动发电控制需要以下信息。

4.3.12.1系统频率。除在调度端内直接测量外，还应选择儿个远方监视点。

4.3.12.2各联络线的有功功率和电能量。线路两侧有关调度端宜取同一点测值，如有困难时，也

可考虑取不同测点，但应采用适当的补偿措施以减少误差。

4.3.12.3系统内部有输送容量极限要求的重要线路的有功功率。

4.3.12.4所有参与调整的发电机有功功率或全厂总有功功率。

4.3.12.5所有参与调整的发电机运行状态及热力系统重要事故信号。

4.3.12.6电力系统自动调整装置运行状态信号。

4.3.12.7各联络线断路器的位置信号。

4.3.12.8反映系统解列运行的事件信号。

4.3.12.9系统允许频率偏差设定值。

4.3.12.10时差修正值。

4.3.12.11各联络线交换功率设定宜及交换电能量设定值。

4.3.12.12所有参与调整的发电机最大、最小允许调整出力及调整速率极限。

4.3.12.13水轮机组振动区。

4.3.12.14其它约束条件。

附录A

系统所需调整容量(APG)的具体计算公式如下：

△匕=4h-B・A工

式中AP1——系统负荷变动幅度。•一般按最大负荷的10%考虑：

B------频差系数；

A(一一允许频率变动幅度。

附录B

各控制方式区域控制误差(ACE)的计算公式如下：

对于定频率控制方式：

ACE=B(Af-bAt)

对于定联络线功率控制方式：

ACE=AR+AE/H

对于联络线功率与频率偏移控制方式：

ACE=(A《+△E/H)+B(Af-bAt)

式中AP｛一一实际联络线净交换功率偏差；

AE——实际联络线净交换电能量偏差；

H一—需要进行电能量校正的小时数；

△f——实际频率偏差；

B——频差系数；

At——实际时差；

b一一时差系数。

附加说明：

本规程由能源部电力规划设计管理局提出。

本规程由能源部电力规划设计管理局归口。

本规程主编单位：能源部西北电力设计院、能源部中南电力设计院。

本规程主要起草人：程鹏达、范家正、杨凤英、邢若海、冯绍正。

电力系统

调度自动化设计技术规程

DL5003—91

条文说明

《电力系统调度自动化设计技术规程

条文说明》的编制说明

为适应电力系统调度自动化设计需要，根据能源部电力规划设计管理局下达的任务，由西

北电力设计院和中南电力设计院对原《电力系统远动设计技术规定》SDGJ29—82（试行）进行了修订

和补充。经广泛征求各方面意见，并由电力规划设计管理局组织审查，形成了现批准颁发的《电力

系统调度自动化设计技术规程》电力行业标准。现对规程中的主要条文做一些必要的说明。

1总则

1.0.1说明了本规程的编制目的。电力系统调度自动化是一项投资大、涉及面广、各级调度之间

以及有关专业之间相互关联密切的系统工程。统一技术标准对于系统工程的顺利建设、可靠运行和

节约投资都是必要的。规程中贯彻了“全国电网调度自动化振兴纲要”的精神和"采用符合国情的

先进技术和力求经济实用”的原则。本规程分调度端、厂站端和自动发电控制三局部。三个局部在

技术上密切相关，应用中要注意协调统一，防止发生矛盾。

1.0.2明确了本规程的使用范围。本规程根据大区电网和省网的运行特点和调度任务，对调度自

动化功能要求、控制方式、信息采集和监控内容以及设备配置等要求作了具体规定，作为电力系统

调度中心及其所辖厂站调度自动化设计的技术标准。

一般每隔一定的年限都要编制电力系统调度自动化系统设计，经审定后作为调度中心工程

和发变电工程中有关调度自动化设计的依据。

网、省调如需新建调度自动化系统工程或对其计算机系统进行全面更新或重大扩充，应根

据经审定的调度自动化系统设计编制可行性研究报告，报请主管部门审批。

网、省调如需对调度自动化系统进行对外招标采购，一般需编制标书或功能标准书。为确

定标书编制原则、系统规模、性能指标等数据，需根据调度自动化系统设计完成概念设计。概念设

计不确定设备型号，设备型号由厂商在报价书中提出。

1.0.3提出了电力系统调度自动化系统设计所需要的条件。

1.0.3.1电力系统设计。这是最根本的，主要内容有，电力系统一次接线，代表性的运行方式，

调相调压和潮流计算，系统稳定计算等方面的资料，借以/解分析电力系统特点和运行中可能发生

的问题，以便比较准确地确定远动信息内容和调度自动化具体功能。

1.0.3.2调度管理体制，包括各级调度中心的设置情况、所址、调度管理范围和职能划分，这也

是必要的条件。因为电力系统调度在动化是直接为电力系统调度服务的。这方面的资料一般由有关

电管局或电力局提供；如果远景调度管理体制，生产部门一时提不出，也可从电力设计部门提出意

见经电管局或电力局确认后作为设计的依据。

1.0.4各级调度在实现电力系统调度自动化工作中，应强调可靠性，实用性和经济性。特别是要

从电力系统的实际情况和开展水平，来分析考虑各个不同开展阶段所能到达的自动化水平，恰当地

确定需要解决和能够解决的问题，要做到少花钱，多办事，急用先上，早见成效，在设备的选用中

一定要防止那种不从实际出发，不求实用效果，不顾运行需要和经济能力，而一味追求最新水平，

宁大勿小，宁高勿低倾向，应根据电力系统的开展和与其相适应的自动化功能来考虑问题，要充

分发挥调度自动化系统的投资效益。

1.0.5为适应电力系统分电压等级、分地区管理的需要，现代大电网调度自动化系统，都采用与

统一调度分级管理相适应的分层控制系统。这样有利于节省通道和提高投资效益，易于保证自动化

系统可靠性，并能更好适应现代技术水平的发展，今后，各级调度的自动化系统，都应根据其管辖

范围和任务，来确定相应的功能和配置方案，其总体功能到达中等实用水平。

1.0.6-1.0.8主要明确电力系统调度自动化设计和发变电工程以及调度中心工程调度自动化设

计的内容划分。电力系统调度自动化设计是从电力系统特点和运行要求以及各级调度中心、各厂站

间的相互协调出发，主要提出调度自动化功能要求，计算机和人机联系系统选型和解决远动信息内

容和信息传输网络的合理组织，以及远动设备性能和制式要求等系统性的问题，而具体的实施则在

发变电工程和调度中心工程设计中进行。调度中心工程和发变电工程调度自动化设计应以电力系

统调度自动化系统设计为依据，并结合工程具体情况进行核实，做出具体设计，防止工程设计脱离

系统总体要求。当系统调度自动化设计已经不符合发变电工程和调度中心工程的具体情况，工程设

计中需要进行原则性变更时，也应考虑调度自动化信息传输网络的合理性，并在工程设计文件中进

行必要的说明，供有关部门审批。

2调度端局部

2.1调度自动化系统功能

2.1.1列出了网、省2级调度自动化4项总体功能。

调度自动化系统收集、处理电力系统运行实时信息，通过人机联系系统把电力系统运行状

况集中，而有选择的显示出来进行监控，并完成经济调度和平安分析等功能。运行人员可借此统观

全局，集中精力指挥全网平安、经济和优质运行。调度自动化系统的平安监控和计算机'通信功能

的实现，可以提高电力系统的平安运行水平。当发生事故时调度员能及时掌握情况，迅速进行处置,

防止扩大事故，减少停电损失。调度自动化系统经济调度功能的实现，可以到达可观的节能效果。

调度自动化系统具有平安分析功能，可以进行事故预想，并提出对策，提高调度人员的应变能力。

通过约束条件和紧急控制等手段，解除线路过负荷，使电力系统保持正常运行状态。

调度自动化总体功能大致可分低、中、高3档。低档功能是数据采集、监视和控制（SCADA）：

中档功能是数据采集、监视和控制以及自动发电控制和经济调度（SCADA+AGC/EDC）；高档功能是在

中档基础上增加平安分析等应用软件功能，即SCADA+AGC/EDC+SA等。各级调度应按照调度自动化现

状、调度职责和电力系统实际情况和开展水平，按照由低至高，由易至难原则，恰当确定总体功能。

2.2技术要求

2.2.1〜2.2.2循环数据传送式（CDD的远动终端和问答式远动终端将并存较长时间，并由循环传

送方式过渡到问答方式。当新建调度自动化系统时，应择优选用网（省）内统一远动规约的问答式远

动终端。当网（省）内远动规约不一致时，利用规约转换或其它方式解决。

2.2.3〜2.2.10主要参考能源部“电网调度自动化实用化要求"（试行）、引进调度自动化系统技

术标准书及国内外有关资料•，列出了调度自动化系统应到达的系统性技术要求和指标。

下面对某些技术要求和指标说明如下：

一、2.2.3中除遥控命令和遥调命令中数字量、脉冲量的功能应根据所选用系统和工程需

要可有所取舍外，调度自动化系统应具备采集、处理和控制第2.2.3条中各个类型数据的能力，使

调度自动化系统实现对有（无）功、电压（流）、频率、水位、功角的遥测；对断路器、隔离开关和继

电保护信号的遥信；对发电机组有功的遥调；对断路器的遥控：对有功、电能量总加和人工输入、

自动发电控制参数、非遥信的断路器（隔离开关）状态的整定等功能。

二、远动系统遥测误差是指调度自动化系统包括变送器、远动终端、通道、调度端各个环

节误差的综合。根据调度管理需要和电子设备的水平定为1.5%。

三、事件顺序记录主要用于系统中重要断路器和保护信号，这个指标含义有：

(1)不同厂站2个事件同时发生，调度端记录的2个事件顺序时间，其误差应小于事件顺序

记录系统的分辨率。

(2)记录不同厂站2个事件发生时间，其先后相差时间大于或等于事件顺序分辨率时，调度

端记录的2个事件顺序时间，其前后的次序不应颠倒。

事件顺序记录分辨率主要用于事故分析，根据目前大局部系统的水平定为20ms。

四、实时性指标共10项，其中：

(1)遥测和遥信传送时间是以远动终端具有遥信优先传送，遥测量为64个(循环传送或越死

区传送)及通道速率为60013时，所能到达的指标。

(2)画面调用响应时间是指调用键按下至整个画面包括实时数据显示完成的时间。

(3)双机自动切换到根本监控功能恢复时间是指双机切换发出指示至显示器画面上的数据

重新开始更新的时间。

五、计算机信道指标是根据调度自动化系统近几年能到达技术指标而拟定，这需要通信专

业配合与协作，并将随着通信专业相关指标的修订而改变。

2.3计算机选型和硬件配置原则

2.3.1〜2.3.3提出了计算机系统硬件内容、配置原则和计算机的选型原则。

由于计算机技术开展很快，本规程不可能也无必要对调度自动化系统的计算机的型号、内

外存容量和一些主要技术指标作定量的规定，这就要求在设计中应根据计算机的开展情况、本节中

计算机和计算机系统选型的一般原则合理选择计算机及系统。在机型的选择上，要根据调度职责分

工和自动化要求而定。要防止那种不从实际出发，不求实用效果，不顾经济能力，而一味追求天、

面的倾向。否则，不仅花钱多，而且高档计算机开发难度大，时间长，以致迟迟不能投入运行。

2.3.4明确了计算机系统在设计中一般考虑投运后使用10年。条文中提供了确定计算机系统规模

的条件，其第2.3.4.1〜第2.3.4.5款应根据调度职责范围和功能要求而确定。第2.3.4.6款计算机

中央处理器负荷率应根据电力系统发生事故时，调度自动化系统采集、处理的数据和实用任务的急

增的情况下，保证中央处理器的正常工作。因此负荷率的估算条件应提出在电力系统事故时，单位

时间内(如10s)发生遥信变位、遥测越死区的数量和工况越限：事件和事故追忆处理的类型与数量

以及事故、事件打印、显示的种类和数量等，以便供制造厂家在系统设计时合理确定计算机系统规

模，并可在系统验收时作为验收中央处理器负荷率的依据之一。

2.4人机联系系统

2.4.1〜2.4.2提出人机联系系统的内容和总的要求。由于人机联系系统是调度自动化系统窗口，

而各个制造厂家提供人机联系系统都有自己特色，应根据调度管理需要和调度自动化系统总体要求

合理选择。

2.4.3为了便于调度员操作，应将调度管理所需要的画面调用、远方控制、模拟屏不下位、打印

起动等操作，用一个键盘来实现。

2.4.4为了保证系统正常工作，在众多人员使用系统时，必须有一个完善的管理手段，即对各席

控制台和每个使用人员赋予不同使用范围。根据调度中心各类人员对调度自动化系统的要求，至少

可分为以下4级：

2.4.4.1操作员级：可进行全部操作。

2.4.4.2调度员级：除系统管理的其它操作。

2.4.4.3调度所运行管理人员级：洞看画面，修改相关表格。

2.4.4.4调度所其它人员：调看画面。

2.4.10~2.4.13提出了人机联系系统配置的根本要求。为了可靠运行，必须配2套屏幕显示控制

器，显示器则根据使用情况至少配4台，并能逐步增加；打印机总数不少于3台，其中1台用于事件

记录，1台用于报表打印，1台用于拷贝画面，调度控制台则根据在值调度员人数相应配2〜4席。

2.5软件要求

软件分系统软件、支持软件和应用软件。在新建调度自动化系统时，应由制造厂家配备必要的系

统软件和支持软件，应有良好数据库管理系统和模块化的数据采集和监控程序。至于应用软件，如

自动发电控制和经济调度的软件应考虑符合中国国情，平安分析软件则应考虑实时网络结构。应用

软件的工程应该根据需要逐步扩充,目前对软件水平和对软件的具体要求很难有统一指标和要求，

这有待今后逐步补充。

2.6机房及其它要求

为保证调度自动化系统正常运行，在本节中对必备的运行环境提出了最根本要求，应在调

度楼工程设计中落实，至于调度所的机房、接地、电源等项具体的设计，则应遵照相应的设计技术

规程。

3远动部分

这局部是在总结SDGJ29—82《电力系统远动设计技术规定》（试行）经验，和国内几个系统调度自

动化实践经验的基础上制定的。考虑到各电力系统对调度自动化功能具体要求的差异，在条文中考

虑了一定的灵活性。

3.1远动信息

3.1.1所列信息内容属于必要的上行信息。

3.1.1.1发电厂总有功功率和总无功功率是常规遥测。通过各电厂总发电功率的遥测，可以随时

了解全系统实际出力，掌握供需平衡，进行经济调度和平安监控。这些数据经过处理，可以反瞑出

各省、各地区、水电、火电总出力，这些都是调度管理工作所必须的。

3.1.1.2对大容量机组的功率进行单独遥测，是考虑这些机组的运行情况对系统影响很大，调度

员需要直接掌握，有些大机组的出力将由调度所直接调整。单机遥测的具体容量取决于它们在系统

运行中的地位，根据大多数系统的机组组成情况，近期大机组容量按100MW考虑。

3.1.1.3对无功补偿装置进行遥测是为了系统无功出力平衡，监视稳定运行，进行调相调压。

3.1.1.4〜3.1.1.6三款所列变压器的功率遥测，主要为了掌握各级电压网络和各地区的负荷情

况，为经济调度和平安监视提供条件，并监视用电方案执行情况（有美变压^功率总加，可反映各

级电后网络总功率和各地区的总负荷）。

3.1.1.7~3.1.1.11五款主要为了掌握电网潮流。220kV及以上电网是网调和省调调度管理的重

点，为可靠信息采集，需要一定的冗余量，并为网损计算提供便利。对直接调度的线路一般在线路

两端遥测有功和无功，而间接调度的线路一般只在一端进行遥测。对直接调度的HOkV线路，一般

在线路一端遥测有功功率。考虑到当前许多系统无功电源比较紧张，中调还要参与或指导局部UDkV

线路无功和电压调整工作，所以对环网线路或电源联络线，可以加测无功功率。

母联和分段断路器一般不经常投入运行，只测电流就可满足需要。但有些母联和分段断路

器，由于系统运行方式的需要，投入运行的情况比较多，可以改测有功功率，或测有功和无功。

3.1.1.12~3.1.1.16所测数据经过处理，可以反映出全系统、各省、各地区的水电和火电总发电

有功电能量或总厂用有功电能量。计算产供销各环节的效率，进行经济核算，监督供用电方案或合

同执行情况。对于具有单机有功电能量遥测的电厂，其总发电有功电能量可以在调度端进行总计。

3.1.1.17频率遥测的目的在于监视系统频率质量和解列网的运行以及指导系统并歹U，有时也对电

力系统振荡时的频率进行监视。一般在系统调度自动化规划设计中，统一选择若干有代表性的点作

为频率监视点。

3.1.1.18〜3.1.1.20水电厂水位遥测主要为了经济运行，防洪和下游用水等综合调度的需要。

3.1.1.21220kV及以上电网是总调和中调调度管理的重点，遥测其电压，主要为了监视电压水平、

系统稳定和控制电网潮流。

3.1.2所列选送内容属于选择工程，是否需要或需要哪儿项，应根据具体条件加以确定。

3.1.2.1电力系统50MW的单机功率一般不遥测，但是有些特殊情况可以灵活处理，如水电少的电

力系统，水电单机容量虽然只有50\卬左右，但水库调节性能较好，这种机组在系统运行中机动性比

较大，调度员对其运行情况十分关心，如果条件可能，可以加测其单机有功功率。

还有局部火电厂，既有100VW及以上的机组，又有100MW以下的机组，为了调度管理的方便，

可以加测50MW及以上机组的单机有功功率。至于更小的机组，由于对电力系统运行影响不大，不考

虑单机功率的遥测。

3.1.2.2大型火电厂厂用总有功功率绝对值相当大，为掌握电厂注入电网实际功率，厂用功率需

要扣除。一般可以采取直接测量升压变压器功率，若不测量升压变压器功率时，可以加测厂用总有

功功率。

3.1.2.3当远动终端容量许可，且调度端计算机系统具备相应的处理能力，直接测量50〜100MN单

机有功电能量，可以减少厂（站）端总计环节，提高测量精度。

3.1.2.4~3.1.2.5主变压器〜般都有一定的过载运行能力，可以不测电流。但是当这些主变压器，

或因其在电力系统运行中的特殊重要性，或因其可能长期过载运行，出于对电力系统平安运行考虑,

需要加测变压器可能过载的绕组电流。

3.1.2.6水电厂厂用电能量所占比重很小，一般不需测量，但是大型水电厂，厂用电能量绝对值

比较大，根据系统设计要求和远动终端容量可能，可以加测厂用有功总电能量。

3.1.2.7主要为了监视这些中枢点电压质量，参与或指导电力系统无功和电压调整工作。

3.1.2.8为了指导并加快电磁环网的并列操作，保证电力系统平安运行，往往需要对其相角差进

行监视。

3.1.2.9这种线路末端开断时，其电压可能升得很高，为监视过电压，可对其电压进行测量。

3.1.2.10功角数值比电压更直接反映电力系统运行的稳定程度，但是取得功用的方怙，国内还缺

乏成熟的经验，所以，究竟遥测什么参数，需在调度自动化设计中统一研究确定。至于这种遥测的

必要性和测点的布置，需根据电网结构和潮流输送情况加以确定C

3.1.3所列遥信内容属于调度中心必要的信号。

3.1.3.1~3.1.3.2直接调度的断路器和间接调度的断路器均需要位置信号，以便及时掌握断路器

变位情况和电力系统实时接线情况，但间接调度的信号一般通过直接调度中心转发获得。

3.1.3.3提高判断事故的速度和准确性。

3.1.3.4〜3.1.3.5继电保护动作信号是为了给分析事故和处理事故提供条件。线路主要保护的遥

信量有两种取法：一种是对.每回线路取高频、距离、零序共3个信号；另一种是对每回线路取高频,

距离I、H段，零序I、II段共5个信号。后一种信号取法更有利于判断事故性质和事故段。

3.1.4所列遥信工程属于选择工程,需视具体情况而定。

3.1.4.1反映电力系统运行状态的隔离开关主要有双母和旁母隔离开关，一倍半和角形接线中反

映主设备运行或退出的隔离开关，以及反映变压器中性点接地方式的隔离开关。这类信号可以在调

度端由人工设置，也可以由遥信取得。具体方法在系统设计中统一研究确定。

3.1.4.2发电机一般指的是电力系统中进行自动发电控制的大型发电机组；变压器一般指与上述发

电机配套的升压变压器和电力系统中起枢纽作用的降压变压器。

3.1.4.3〜3.1.4.5为了给分析事故和处理事故提供条件。

3.1.4.6一般取载波机的导频告警信号，以便在调度中心进行处理，并在通信调度室及时反映电

力系统通信设备运行状况。

3.1,4.7对于具有遥测的越限信号也可以在调度端整定取得；对于设有遥测的越限信号，则需要

通过远动终端发送至调度端。

3.1.4,8主要为供水泵故障、风机故障等信号，只要求1个总信号。为准确判断事故原因和事故范

围提供条件，防止误操作，并从电力系统范围内采取对策，满足调整要求。

3.1.4.9主要为了防止对运行方式的误判断。

3.1.4.10-3.1.4.11掌握设备可调情况，防止误操作。

3.1.5网调和省调对发电厂、变电站进行直接控制，应以提高电刀系统平安经济运行为主要目的,

其控制、调节的具体内容在电力系统调度自动化设计中确定。有些工程在设备选择时要留有远期进

行控制、调节的条件。

3.2远动设备

3.2.1远动终端的选择应考虑其设备功能、制式、容量以及具体的技术指标，能满足调度自动化

系统的要求，并为工厂生产的定型产品。定型产品是指已经部一级鉴定，并由工厂定型批量生产的

产品。未经鉴定过的产品或新研制的产品可在个别工程中试运行，但不作为正式产品普遍推广使用。

3.2.2〜3.2.3远动终端的配置要考虑节约投资和简化二次接线。属一个调度中心调度的厂站，向

直接调度的调度中心发送信息并接受其控制命令。非直接调度的调度中心如需要信息，可通过转送

解决。其设备分属2个或2个以上调度中心调度的厂站，一般与其存在主要运行关系的调度中心交换

远动信息，其余调度中心通过转送解决。如果根据信息流向合理性和传送时间等要求，必要时可向

2个调度中心同时发送远动信息，其余调度中心通过转送解决。为保证运行平安并明确责任，同一

设备不允许执行2个调度端的遥控、遥调命令。若遇特殊情况需要阶段性改变调度关系，且在调度

规程中做出规定的，才可相应改为接受另1调度端的遥控、遥调命令。

个别厂站若需2套运动终端.需经专门论证，并经主管部门批准。

3.2.4调度操作命令应在判明当时电网设备位置状态后下达。为确保调度命令的准确性，防止误

操作，应有遥信优先和遥控、遥调保护功能。

3.2.5为确保组网，在工程中要注意妥善解决远动通信规约问题c

3.2.61个厂站一般只配置1套远动终端，所以，在确定其容量时要适当考虑开展要求，防止给工

程扩建造成困难。

3.2.7〜3.2.8为确保调度监控需要，对远动终端的性能和可靠性都有相应要求，因此，远动终端

一般为调度自动化系统专用。在保证系统监控需要的前提下，可以考虑与厂站监视功能相互兼顾。

3.2.9远动终端主要技术指标是综合考虑电力系统需要和目前设备条件制订的，其中：

3.2.9.1遥测精度不包括变送器误差。为满足系统综合精度，一般要求远动终端的精度为0.2级，

也可以采用0.5级。目前生产的多数远动终端可以到达这个要求，少数精度较差的产品，要求制造

厂进行改良。

3.2.9.2远动终端模拟量输入一般采用4〜20mA,根据电力系统实际情况，也可采用0〜±5V。在

确定设备标准时应注意与变送器输出一致。

3.2.9.3电能量累计容量一般按24h累计值需要考虑，按二次侧每千瓦•小时1800脉冲计，需要2脩。

若累计器容量小于216,应对变送器进行相应调整。

3.2.9.4遥信输入要求无源触点方式。为了工程施工和运行管理方便，一般需装设遥信转接端子。

遥信转接端子视工程情况不同，安排在远动终端、变送器屏中，也可单独设置遥信转接屏。

3.2.9.5国产设备按分辨率不大于5m$考虑，进口设备适当提高要求。

3.2.9.6在工程设计中模拟量输出应与厂站自动调节系统协调，防止造成接口困难。

3.2.9.7遥控输出直接接入厂站二次控制回路时，其触点容量应选用直流220V、5A；遥控输出接

入遥控重动继电器回路时，其触点容量视重动继电器参数，选用直流UOV,5A或24V,1A。但重动

继电器触点接入二次控制回路时，其触点容量应选用直流220V,5A0所有重动继电器宜统一装在遥

控执行屏上。

3.2.9.8网调、省调一般以遥测、遥信为主，要求远动信息的海明距离不小于4。对于遥控、遥调

其信息